Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Элегия"
- ООО "КС Энергосбыт", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:91516-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Элегия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 30 мин. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ «Элегия» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 04/2023 указывается в формуляре-паспорте.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа | ЦЕНТР» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110 кВ Сельская, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. Л-8, ВЛ-10 кВ Л-8 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | УСВ-3 Рег. № 6424216 | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | Активная Реактивная | 1,1 2,2 | 3,4 5,8 |
| 2 | ВЛ-10 кВ Л-2, опора № 31, отпайка ВЛ-10 кВ Л-2 в сторону КТП-6 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 6960617 Фазы: А; С | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 | ||
| 3 | КТП-5 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, панель № 1, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ БКО | — | — | Меркурий 234 ARTM2-01 DPBR.G Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,0 | 3,6 7,1 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | КТП-Сельхозхимия 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 800/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTMX2-03 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | УСВ-3 Рег. № 6424216 | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 |
| 5 | КТП-Солид 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТН 100 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTMX2-03 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 6 | ТП-Солид 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТН-Ш Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTMX2-03 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 7 | ТП-Солид 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТН 100 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTMX2-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 8 | КТП-Владимир 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТН-Ш Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTMX2-03 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 9 | КТП-Владимир 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТН-Ш Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 75345-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTMX2-03 PBR.R Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(sU) | ±5 с | ||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 3 для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 2 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 9 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| сила тока, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1, 3 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| сила тока, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1, 3 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 320000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и средств измерений, лет, не менее | двух направлениях, сут, информации состояний | 90 5 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТТН 100 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТТН-Ш | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии статические | Меркурий 234 | 9 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
| Формуляр-паспорт | 04.2023.Элегия-АУ.ФО-ПС | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «Элегия», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.